Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ



В нефтегазодобывающей промышленности имеется множество объектов и технологических процессов, служащих источниками утечки УВ и других вредных влияний на окружающую среду.

1. К наиболее массовым загрязнениям атмосферы при до­быче нефти и газа относятся диоксид серы, оксид углерода, оксиды азота, УВ и т.п. Опасность загрязнения атмосферы возникает уже в процессе бурения скважин. При разбуривании газовых месторождений в результате прорыва газа по трещинам в пластах, залегающих вблизи земной поверхнос­ти, возможно образование выходов газа в атмосферу (грифонообразование), иногда на очень больших расстояни­ях. Для предотвращения этого явления необходимо использо­вать специальные растворы (утяжеленные, химически обра­ботанные).

Загрязнение атмосферы сернистыми соединениями проис­ходит особенно интенсивно при сжигании попутного газа в факелах. Горящие факелы оказывают сильнейшее воздейст­вие. Загрязняется атмосфера, в радиусе 200-250 м от факела полностью уничтожается всякая растительность, а на рассто­янии до 3 км от факела деревья сохнут и сбрасывают листья.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений воздух загрязняется также из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, систем сбора продукции скважин, а также вследствие испарения нефти из емкостей, отстойников, резервуаров, открытых амбаров и др.

Для борьбы с указанными отрицательными явлениями не­обходимы утилизация попутного газа и содержание всего промыслового оборудования в надлежащем состоянии.

2. Почвенный и растительный покров в процессе строи­тельства буровой нарушается в результате расчистки и пла­нировки площадки, копки траншей для циркуляционных сис­тем и земляных амбаров. В этих амбарах скапливается значительное количество буровых сточных вод, загрязненных диспергированной глиной, смазочными материалами, химиче­скими реагентами, выбуренной породой, солями и т.п. Зна­чительную опасность представляют буровые растворы, осо­бенно приготовленные на нефтяной основе. Загрязнение ими почв происходит обычно в результате переливов и выбросов из бурящихся скважин, сброса отработанных растворов в овраги и водоемы, притоков их по поглощающим горизон­там, имеющим выходы на поверхность и т.п.

При эксплуатации залежей основную опасность для почв и растительности представляют нефть и нефтепродукты, попа­дающие на землю в результате аварий и потерь в системе их сбора и транспорта, а также промысловые сточные воды.

Загрязнение нефтью и нефтепродуктами приводит к зна­чительному изменению физико-химических свойств почв. При этом ухудшается их азотный режим, нарушается корне­вое питание растений.

Загрязненный нефтью плодородный слой земли не восстанавливается в течение очень длительного времени. Загрязне­ние территории сточными водами нефте- и газопромыслов происходит вследствие того, что они не в полном объеме ис­пользуются для заводнения или сбрасываются в поглощающие горизонты, часть их теряется непосредственно на промысле, часть сбрасывается на так называемые поля испарения. Это приводит к заболачиванию территории промысла, отравле­нию почв и растительности в связи с высокой токсичностью сточных вод.

Предотвращение вредного воздействия на почвы и расти­тельность возможно при выполнении существующих правил и норм. При этом важнейшими мероприятиями следует счи­тать:

· предотвращение переливов и выбросов буровых растворов в процессе бурения скважин;

· отделение шлама от буровых сточных вод и вывоз его в специально отведенные места;

· повторное использование буровых и промысловых сточ­ных вод, улучшение их очистки;

· использование отработанного раствора для приготовления быстротвердеющих смесей, необходимых для борьбы с по­глощениями при бурении, а также при производстве керам­зитового гравия в качестве добавки к основному сырью;

· использование всех сточных вод для нужд заводнения; из­лишки должны либо полностью сбрасываться в глубокие по­глощающие горизонты, либо очищаться до уровня, предусмо­тренного санитарными нормами;

· внедрение микробиологической очистки почв от загрязне­ния УВ;

· ускорение строительства систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата, содержание промыслового оборудования в исправном состоянии.

Важнейшим мероприятием, направленным на восстановле­ние нарушенного плодородия почвы, является рекультивация земель.

Рекультивация предусматривает снятие и сохранение пло­дородного слоя почвы при подготовке площадки под буро­вую, транспортировку снятого слоя к месту временного хра­нения и возвращение его на место после окончания буровых работ. Работы по рекультивации земель выполняются в соот­ветствии с Инструкцией по восстановлению (рекультивации) земель после окончания бурения скважин.

Водная среда при бурении скважин и добыче нефти и газа также подвергается загрязнению. К загрязняющим воду веществам относятся нефть и нефтепродукты, буровой шлам, утяжеленные промывочные растворы, сточные воды, характеризующиеся не только повышенным содержанием различ­ных химических примесей, но и высокой минерализацией. Эти отходы нефтегазодобывающей промышленности могут загрязнять пруды, озера, реки. В связи с интенсивным развитием разведки месторождений и добычи УВ на континен­тальном шельфе подобная угроза нависает и над морскими акваториями.

Нефть и другие ядовитые вещества, попадая в водоемы, вызывают гибель растительного и животного мира в резуль­тате отравления, а также из-за прекращения притока кисло­рода вследствие образования на поверхности воды пленки нефти.

Защита водоемов от стоков промышленных предприятий предусмотрена Правилами охраны поверхностных вод от за­грязнения сточными водами, а также другими документами.

К важнейшим мероприятиям, предотвращающим загряз­нение вод, относятся следующие:

ü широкое внедрение в районах добычи нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором свежей пресной воды;

ü внедрение эффективных методов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потерь УВ;

ü использование передвижных металлических емкостей для сбора нефти при освоении, глушении и подземном ремонте скважин;

ü использование эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоемов.

Осуществление указанных мероприятий, а также тех мер, которые направлены на охрану недр, почв, растительности и атмосферы, будет способствовать эффективной охране вод­ных ресурсов.

Указать все факторы и ситуации, в которых может быть нанесен вред недрам и окружающей среде, практически не­возможно. Деятельность по охране природы для геолога не должна сводиться лишь к пунктуальному выполнению требо­ваний существующих нормативных документов. Глубокое знание геологии района работ, структуры залежей нефти и газа, техники и технологии бурения и эксплуатации скважин, физико-химических свойств пород, пластовых и технологи­ческих жидкостей и газов должно служить геологу основой для понимания сути процессов взаимодействия человека с природой, что в свою очередь должно способствовать своевременному выявлению ситуаций, в которых может быть на­несен вред недрам или окружающей среде, и выбору эффек­тивных мер для их предотвращения или ликвидации незави­симо от того, нашла данная ситуация отражение в том или ином нормативном документе или нет.

 

Глава XVIII

СХЕМА ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОГО

ГРУППИРОВАНИЯНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

(ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ)

Сложность проектирования разработки и са­мого процесса разработки нефтяных залежей обусловлена тем, что каждая залежь индивидуальна по своей характерис­тике, и простой перенос опыта промышленного освоения одной залежи на другую в полном виде невозможен. При общности многих параметров залежей даже отличие одного-двух из них может вносить коренное различие в требуемые системы разработки, в динамику годовых показателей и в конечное нефтеизвлечение.

По этой причине до настоящего времени не существует строгой промыслово-геологической классификации залежей.

Вместе с тем по мере накопления опыта многолетней раз­работки залежей и его обобщения получена возможность в первом приближении обосновать если не классификацию, то предварительную схему промыслово-геологического группи­рования залежей, указывая рамки, в пределах которых их свойства могут изменяться.

В основу схемы положены следующие предпосылки:

Ø главное влияние на эффективность разработки залежей оказывает их промыслово-геологическая характеристика - вязкость пластовой нефти, проницаемость, степень неодно­родности продуктивного горизонта, размер площади нефте­носности, природный режим залежей;

Ø вязкость пластовой нефти в первую очередь определяет условия разработки. При низкой вязкости достигаются наи­более высокие результаты разработок, и различие между ними определяется различием других факторов. С повышением вязкости нефти все более отчетливо сказывается ее отрица­тельное влияние и как бы затушевывается роль других фак­торов;

Ø комплекс промыслово-геологических параметров залежи предопределяет выбор рациональной системы разработки - с их ухудшением требуются более активные системы, которые в определенной мере (хотя и не полностью) могут восполнить сложности, обусловленные природой;

Ø промыслово-геологические параметры в сочетании с тех­нологическими решениями системы разработки предопре­деляют динамику годовых и конечных показателей разра­ботки; по залежам с менее благоприятными промыслово-геологическими свойствами эти показатели оказываются ниже.

Начало группированию залежей положено выделением че­тырех типов залежей, прошедших длительную историю раз­работки с заводнением и постадийным сопоставлением дина­мики показателей их разработки (см. главу XII, § 1). В главе XII эти типы обозначены буквами а, б, ,, „ (см. рис. 76 и 77). При приведенном ниже группировании они обозначены со­ответственно цифрами 1, 2, 3, 4.

Тенденции, сформировавшиеся при продолжительной раз­работке залежей этих групп, с некоторой долей условнос­ти распространены и за их пределы, на залежи с неблаго­приятными геолого-физическими характеристиками, недав­но введенные в разработку и еще не разрабатываемые. При этом учтены результаты недавнего проектирования разра­ботки многих таких залежей, фактические начальные пе­риоды их разработки и результаты теоретических исследова­ний.

Ниже приводятся выделяемые группы залежей, их ориен­тировочные промыслово-геологические характеристики, со­ответствующие им возможные методы воздействия и систе­мы разработки, возможные конечные результаты разра­ботки - нефтеизвлечение и водонефтяные факторы.

1-я группа- залежи небольших размеров (площадь до 6-7 тыс. га, ширина до 4-5 км), с низкой относительной вязко­стью нефти ( ) в монолитных или умеренно неод­нородных горизонтах (расчлененность менее 2-3) с проводи­мостью мкм2/(мПа·с).

В пределах 1-й группы могут быть выделены две подгруп­пы - залежи с природным водонапорным режимом и залежи, испытывающие недостаточное влияние законтурной области, с малоактивным упруговодонапорным или далее с упругим режимом. Первые разрабатывают на естественном режиме, без искусственного воздействия на пласт, вторые - с закон­турным или приконтурным заводнением.

Скважины на залежах первой группы могут располагаться в кольцевых рядах по относительно редким равномерно-переменным треугольным сеткам - до 30-36 га/скв, с разме­щением их в основном во внутреннем контуре нефтеносно­сти.

Конечное нефтеизвлечение может достигать 60-65 % при небольшом водонефтяном факторе - до 1.

2-я группа- залежи пластового типа примерно с той же промыслово-геологической характеристикой продуктивных горизонтов, что и 1-я группа, но отличающиеся от последней большой площадью нефтеносности (более 6-7 тыс. га, шири­на >5 км), обычно соответственно со значительной водонефтяной зоной. Залежи обладают обычно природным упруго-водонапорным режимом, постепенно переходящим в процес­се эксплуатации в режим растворенного газа. Целесообразно такие залежи с самого начала разрабатывать с применением внутриконтурного заводнения в виде разрезания залежи ря­дами нагнетательных скважин на широкие полосы (порядка 4 км) при пятирядном размещении в них добывающих сква­жин. Широко распространено применение равномерно-переменных треугольных сеток, с плотностью основного фонда порядка 25-36 га/скв. Ряд скважин следует размещать в чисто нефтяной зоне и продолжать их во внутреннюю часть водонефтяной зоны, вплоть до границы разбуривания, обоснованной технологически и экономически.

При разработке залежей этой группы значительную роль приобретает деятельность по регулированию процессов вы­теснения нефти нагнетаемой водой и соответственно по кон­тролю этих процессов.

В этих условиях возможно нефтеизвлечение до 55-60 % при водонефтяном факторе до 2-3.

К 3-й группемогут быть отнесены залежи в основном значительных и больших размеров (как и во 2-й группе), но с относительной вязкостью пластовой нефти 2-5, т.е. с вяз­костью низкой, но все же более значительной (и это имеет большое значение), чем в залежах 1-й и 2-й групп с проница­емостью 0,3-0,5 мкм2 и проводимостью горизонтов 0,1-0,3 мкм2/(мПа·с). Фактически к 3-й группе можно относить все залежи с относительной вязкостью нефти 2-5, особенно при значительных их размерах даже при одном из других факторов, ухудшенных по сравнению с залежами 1-й и 2-й групп. Это залежи обычно пластового типа, чаще в терригенных, но нередко и в карбонатных микрокаверновых кол­лекторах.

Нефтяные залежи этой группы часто имеют малоактивный упруговодонапорный режим, быстро переходящий в режим растворенного газа, иногда режим замкнутый (упругий).

Все они разрабатываются с применением внутриконтурного заводнения - с разрезанием рядами нагнетательных сква­жин на узкие полосы (2-3 км), с избирательным, иногда площадным - в зависимости от геологического строения продуктивных горизонтов.

Залежи разбуривания по равномерной преимущественно квадратной сетке с плотностью основной сетки 20-25 га/скв. Необходим значительный резервный фонд скважин. Часть скважин при необходимости следует бурить в виде горизон­тальных.

Нефтеизвлечение может достигать 50-55 %, при водонеф-тяном факторе 4-5.

Для достижения таких конечных результатов необходимо в течение всей разработки проводить большой комплекс ме­роприятий по регулированию разработки - развитие системы заводнения, бурение дополнительных скважин, изменение направления внутрипластовых потоков, дифференцирование перепадов давления на участках с разной продуктивностью, изоляционные работы в скважинах, гидроразрывы пластов, создание дополнительных ответвленных стволов в ранее про­буренных скважинах и т.д. На завершающей стадии разра­ботки при обводнении продукции 70-80 % и выше с целью достижения проектного нефтеизвлечения необходимо приме­нять (современные) физико-химические методы, обеспечива­ющие кольматацию обводненных высокопроницаемых про­слоев и включение в работу низкопроницаемых.

К 4-й группеотносим залежи со средневязкой пластовой нефтью - с относительной вязкостью 5-30, проницаемостью более 0,5 мкм2.

Влияние на разработку других характеристик таких зале­жей при заводнении оказывается затушеванным, так как ос­новным фактором оказывается вязкость нефти.

Залежи разных размеров, в основном пластового типа, приурочены и к терригенным, и к карбонатным коллекто­рам. Они обычно не обладают сколько-нибудь активным природным режимом, поэтому разрабатываются с искусст­венным воздействием на пласты.

До недавнего времени все такие залежи вводились в раз­работку с применением внутриконтурного заводнения.

Накопленный опыт разработки позволяет говорить о целесообразности выделения в этой группе двух под­групп - с относительной вязкостью пластовой нефти 5-15 и 15-30 и соответственно с проводимостью пластов менее 0,1 мкм2/(мПа·с) и менее 0,05 мкм2/(мПа • с) .

Залежи первой подгруппы, как и сейчас, могут разрабаты­ваться с обычным заводнением - площадным или разрезани­ем на узкие полосы - и активным применением комплекс­ных физико-химических методов в качестве вторичных и третичных.

На залежах второй подгруппы следует в качестве первич­ных с самого начала разработки применять и нетрадицион­ные методы, основанные на использовании заводнения в со­четании с темпом и полимерами (методы, разработанные в ОАО "Удмуртнефть"), а также попеременную закачку воды и собственной нефти в основном при площадных системах.

Применяемые для залежей 4-й группы сетки скважин -равномерные, чаще квадратные с плотностью порядка 16 га/скв.

Для залежей этой группы, в отличие от 1-3-й групп, ха­рактерен быстрый рост обводнения продукции с самого на­чала разработки и достижение водонефтяного фактора 7-8 и более. При этом нефтеизвлечение может достигать 40 %.

Группы (5, 6, 7) включают залежи, находящиеся в систем­ной разработке непродолжительно (есть лишь редкие исклю­чения) или еще не разрабатываемые. Они приурочены как к терригенным, так и к карбонатным коллекторам. В силу объективных процессов развития нефтяной отрасли - это в большинстве своем малопродуктивные залежи, запасы кото­рых принято относить к трудноизвлекаемым. При характе­ристике этих групп пользуемся не относительными, а абсо­лютными значениями вязкости пластовой нефти.

До недавнего времени считалось, что метод заводнения для залежей этих групп неприменим. Но в силу необходимости его начали применять и на залежах групп 5, 6, постепенно обогащая заводнение применением других методов.

5-я группа- залежи с относительно невысокой вязкостью пластовой нефти (1-15 мПа-с), низкой проницаемостью плас­тов (0,01-0,1 мкм2), обычно сопровождаемой высокой их не­однородностью.

Залежи этой группы в карбонатных и терригенных кол­лекторах имеются на месторождениях с высокопродуктивными, продолжительно разрабатываемыми объектами. Они обладают малоэффективными природными режимами. В ка­честве основы систем их разработки можно принимать за­воднение - площадное или избирательное. Но с самого нача­ла разработки в технологических схемах необходимо преду­сматривать в виде неотъемлемых дополнительных составля­ющих систем разработки меры, направленные на преодоле­ние низкой проницаемости пластов, - оптимальную техноло­гию вскрытия пластов при бурении, глубокую перфорацию, массовые гидроразрывы пластов, бурение горизонтальных и разветвленных скважин, воздействие на призабойные зоны скважин кислотами, применение метода газоводяного воздей­ствия на пласты и др.

При расположении скважин по сеткам 12-16 га/скв при правильном обосновании дополнительных составляющих сис­тем разработки возможно достижение нефтеизвлечения до 30-35 %.

6-я группа- залежи со столь же низкой проницаемостью, что в 5-й группе (0,01—0,1 мкм2), но с вязкостью пластовой нефти 15-100 мПа·с. Такие залежи практически не обладают природными энергетическими возможностями. Это наиболее сложные залежи, при разработке которых необходимо пре­одолевать и низкую проницаемость коллекторов, и высокую вязкость пластовой нефти. Системы их разработки должны включать многие мероприятия по работе над скважинами ти­па названных для 4-й группы.

Вместе с тем среди методов воздействия на пласт возрас­тает роль таких, как попеременная закачка воды и собствен­но нефти, применение загустителей для умеренного повыше­ния вязкости нагнетаемой воды, применение тепловых мето­дов в сочетании с полимерами, тепловые обработки добыва­ющих скважин. Разработка таких залежей требует примене­ния сеток скважин 9-12 га/скв в основном с созданием пло­щадных систем. Из-за отсутствия опыта разработки прогно­зировать конечное нефтеизвлечение затруднительно - в зави­симости от комплекса применяемых методов воздействия на пласт и на его прискважинную зону можно ожидать в преде­лах 20-35 %.

К 7-й группемогут быть отнесены залежи с повышенной и высокой проницаемостью, но с вязкостью пластовой нефти более 100 мПа·с. Опыта системной разработки таких залежей очень мало. Исходя из современных представлений такие залежи следует разрабатывать по площадным системам на ос­нове тепловых методов - с внутрипластовым горением или нагнетанием пара в сочетании с физико-химическими мето­дами при плотных сетках скважин - вплоть до 4-9 га/скв. Коэффициенты извлечения трудно прогнозируемы.

8-я группа- единичные залежи нефти с уникальными гео­лого-физическими особенностями, отличающими их от рас­смотренных выше групп, обладающие крупными запасами нефти. Каждая из залежей этой группы требует особого под­хода к разработке. Система разработки каждой из таких залежей определяется на основе проведения специального комплекса геофизических и промысловых исследований. К этой группе могут быть отнесены крупные залежи таких ме­сторождений, как Красноленинское в Западной Сибири, Малгобек-Вознесенско-Алиюртовское на Северном Кавказе, Тенгиз в Прикаспийской впадине, Узень на Мангышлаке и др. Для примера можно рассмотреть особенности таких за­лежей.

Залежи маловязкой нефти Красноленинского месторожде­ния, связанные с терригенными продуктивными пластами, требуют индивидуального подхода в связи с очень высокой макро- и микронеоднородностью пластов и небольшой раз­ницей между пластовым давлением и давлением насыщения при высоком газосодержании нефти (300 м3/т).

Малгобек-Вознесенско-Алиюртовская залежь в верхнеме­ловых карбонатных отложениях приурочена к длинному ан­тиклинальному поднятию. Продуктивные породы толщиной 350 м залегают пластообразно. Залежь имеет целый ряд осо­бенностей: расположена на большой глубине - 4000 м, имеет массивный характер, поскольку пронизана по всей толщине трещинами, которые в сочетании с кавернами и составляют емкостный объем. Матрица породы нефти не содержит. Уникальны пластовые свойства нефти: при пластовой темпе­ратуре 130 °С нефть имеет высокое газосодержание (400 м/т) и весьма низкую вязкость (0,3 мПа·с).

Пластовое давление превышает гидростатическое в 1,8 ра­за. Залежь обладает активным упруговодонапорным режи­мом.

Залежь месторождения Тенгиз связана с крупным карбо­натным массивом, расположена на глубине 5500 м. В некото­рых частях она похожа на Малгобек-Вознесенско-Алиюртовскую (аномально высокое пластовое давление, высокая температура, весьма низкая вязкость пластовой нефти, высо­кое газосодержание).

В то же время ей свойственны индивидуальные важные особенности - большая высота залежи (более 1500 м), природный упругий режим, сложный характер пустотного объе­ма - сочетание в различных соотношениях трещиноватости с микрокавернозностью.

Залежи месторождения Узень пластового типа в терригенных коллекторах могут быть отнесены к 8-й группе вследст­вие аномально высокого содержания парафина в пластовой нефти (23 %) и близости значений температуры начала крис­таллизации парафина и пластовой (соответственно 60 и 63 °С). Небольшое снижение пластовой температуры под воздей­ствием технологических процессов может вызвать выпадение в пласте парафина из жидкой фазы в твердую. Необходимы специальные решения, направленные на предотвращение это­го процесса.

Очевидно, что каждая из названных залежей 8-й группы нестандартна, выбор для них методов и систем разработки сложный и индивидуальный.

Представленная предварительная схема группирования нефтяных залежей применима к подавляющему большинству существующих в природе месторождений.

Постепенно это группирование необходимо развивать и уточнять. Следует учитывать, что встречаются залежи, кото­рые практически могут быть отнесены к той или иной груп­пе, но дополнительно обладают каким-либо свойством, тре­бующим корректировки приемлемых для группы технологи­ческих решений. Например, залежь в монолитном пласте может повсеместно подстилаться водой, вследствие чего при эксплуатации скважин большую роль имеет конусообразование; залежь может быть связана с песчаными слабосцементированными коллекторами, что приведет к выносу песка и пробкообразованию в скважинах и др. По таким залежам достижение соответствующих групп ожидаемых конечных результатов разработки требует принятия дополнительных технологических решений.

Выше приведено ориентировочное группирование нефтя­ных залежей.

В последние годы все большее внимание уделяется про­мышленному освоению газонефтяных залежей с обширными газовыми шапками. Как правило, они повсеместно или на большей части площади подстилаются пластовой водой. У этих залежей много общего в промыслово-геологической ха­рактеристике, нефтяная часть залежи представляет собой нефтяной слой толщиной в первые десятки метров между газом и водой, при их разработке неизбежна проблема обра­зования конусов газа и воды в добывающих скважинах.

В то лее время есть и принципиальные различия. Как и нефтяные залежи, они отличаются друг от друга вязкостью нефти, проницаемостью и характером неоднородности кол­лекторов, наличием или отсутствием литологических разделов между нефтью и водой, между нефтью и газом, наличием или отсутствием водонасыщенного режима, степенью сцементированности коллекторов и т.п.

Залежи этого типа в зависимости от их характеристики требуют применения плотных сеток скважин - вплоть до 6 га/скв, широкого использования горизонтального бурения, разных видов воздействия на пласты. Возможность группирования газонефтяных залежей появится после накопления продолжительного опыта их разработки.

 

Список литературы:

Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. — М.: Недра, 1980.

Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных и газовых месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. — М.: Недра, 1982.

Гиматудинов Ш.К., Ширковский AM. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1981.

Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1985.

Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. — М.: Недра, 1980.

Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. — М.: Недра, 1983.

Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1981.

Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1981.

Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник: Под ред. М.М. Ивановой / 2-е изд. - М.: АО "ТВАНТ", 1994.

Справочник по нефтегазопромысловой геологии: Под ред. Н.Е. Быкова, М.И. Максимова, А.Я. Фурсова. — М.: Недра, 1981.

Спутник нефтегазопромыслового геолога: Под ред. И.П. Чоловского. — М.: Недра, 1978.

Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1985.

Чоловский И.П., Тимофеев В.А., Братин Ю.И. Методы геологопро-мыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд. — Элиста: АПП "Джангар", 1996.

Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. 2-е изд.- М.: Недра, 1992.

Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Под ред. В.Е. Гавуры (2 тома). — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений / Материалы совещания в г.Альметьевске в сентябре 1995г. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

Щелкачев В.Н. Избранные труды. 2 тома. — М.: Недра, 1990.

Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. — М.: Недра, 1984.

Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи неф­ти. — Самарское книжное изд-во, 1998.

Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. — М.: Минтопэнерго России, 1996.

Каналин В.Г., Вачин СБ., Токарев М.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. — М.: Недра, 1997.

Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. — М.: Недра, 1990.

Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1985.

Панов Т.Е., Петряшин Л.Ф., Лысянский Т.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. — М.: Недра, 1986.

Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. — М.: Недра, 1990.

Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. — М: Недра, 1996.

Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Наука, 1997.

 

Содержание:

 

Предисловие -------------------------------------------------------------------------------- 2




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.